2020-01-14
191
1.Определение потерь мощности и энергии в линиях 0,38 кВ.
Возможен непосредственный прямой расчёт потерь мощности в ВЛ и КЛ по величинам активного сопротивления каждого участка сети и протекающего по нему тока. Для линии №1,отходящей от ТП-2 и состоящей из одного участка и двух параллельно проложенных кабелей, потери мощности:
Для разветвлённых линий подобный расчёт вручную достаточно трудоёмок и его упрощают с помощью коэффициента связи (Кн/м) между ∆U и ∆Р и коэффициента разветвления Краз. Потери мощности в процентах определяются по выраженнию:
Потери мощности в кВт находятся по формуле:
где 
соответственно расчётная мощность и коэффициент мощности головного участка линии, значения которых принимаются по табл.13-17.
Потери электрической энергии:
Время максимальных потерь определяется по выражению:
Рекомендуемые значения 
и τ для годовых графиков нагрузки принимаются в соответствии [6,табл.50].
Данные расчёта потерь мощности и электроэнергии всех линий населённого пункта сведём в табл.22.
Годовое потребление и потери электроэнергии и мощности в линиях 0,38 кВ населённого пункта.
Таблица 22.
| Номер ТП | № линии | Sг, кВА | tgφ | Кн/м | Краз | ∆U,% | ∆Р,% | ∆Р, кВт | τ, ч/год | ∆W, кВт∙ч | Тmax, ч/год | Wл,тыс. кВт∙ч |
| ТП-2 | КЛ-1 | 120 | 0,88 | – | – | 3,12 | – | 2,229 | 1040 | 2318,097 | 2200 | 198 |
| КЛ-2 | 90 | 0,425 | – | – | 2,42 | – | 1,254 | 920 | 1153,476 | 2000 | 165,6 | |
| ВЛ-1 | 7,32 | 0,328 | 0,851 | 0,85 | 0,291 | 0,211 | 0,015 | 360 | 5,27101 | 800 | 5,5632 | |
| ВЛ-2 | 10,24 | 0,395 | 0,848 | 0,9 | 0,513 | 0,392 | 0,037 | 480 | 17,89728 | 1100 | 10,47143 | |
| ТП-3 | ВЛ-1 | 43,33 | 0,88 | 0,981 | 0,8 | 2,22 | 1,743 | 0,566 | 860 | 487,1071 | 1900 | 61,7424 |
| ВЛ-2 | 57,46 | 0,88 | 0,981 | 0,8 | 2,92 | 2,293 | 0,988 | 1160 | 1146,069 | 2400 | 103,428 | |
| ВЛ-3 | 30,98 | 0,88 | 0,981 | 0,8 | 2,11 | 1,657 | 0,385 | 860 | 330,9761 | 1900 | 44,13938 | |
|
|
|
|
|
|
| Итого: | 5,474 | – | 5458,894 | – | 588,9444 | |
Таким образом, в среднем по населённому пункту потери электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ составляют 
от полезно отпущенной электрической энергии.
2.Определение потерь электрической энергии в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по выражению:
где 
соответственно потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах, кВт, принимаются по[6,табл.13]; 
номинальная мощность трансформатора, кВА; n– число параллельно работающих трансформаторов; 
расчётная мощность, берётся по результатам предыдущих расчётов.
Годовое число часов использования максимальной нагрузки Тmax определяется по [2,табл.1.8]. Для ТП-2 и ТП-3 принимаем Тmax =2500ч. Тогда:
Потеря электроэнергии в трансформаторе ТП-2:
Результаты расчёта потерь электроэнергии в трансформаторах обеих ТП сведены в табл.23.
Потери электрической энергии в трансформаторах ТП 10/0,4кВ.
Таблица23.
| Номер ТП | Sном, кВА | Sрасч, кВА | ∆Рх, кВт | ∆Рк, кВт | Тmax, ч | τ, ч/год | ∆WТ,кВт∙ч |
| ТП-2 | 160 | 184,57 | 0,51 | 2,65 | 2500 | 999 | 7990,446 |
| ТП-3 | 160 | 124,511 | 0,51 | 2,65 | 2500 | 999 | 6070,797 |
|
|
|
|
|
| Итого: | 14061,24 | |
Таким образом, суммарные годовые потери электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ и в трансформаторах 10/0,4 кВ равны:
что составляет 3,31% от общего потребления электроэнергии.
После определения потерь электрической энергии перейдём к определению технико-экономических показателей сети 0,38 кВ населённого пункта.
В табл.24 приведены числовые значения основных показателей, используемых в дальнейших расчётах.
Исходные технико-экономические показатели ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ.
Таблица24.
| Элемент сети | Капитальные затраты | Нормы амортизационных отчислений,% | Условные единицы | |||
| ТП, тыс.руб. | линии, тыс.руб./км | ррен | Рк.р | ед./ТП в год | ед./км в год | |
| ТП-2 10/0,4 | 8,41 | – | 3,5 | 2,9 | 4 | – |
| ТП-3 10/0,5 | 4,2 | – | 3,5 | 2,9 | 4 | – |
| ВЛ 0,38 кВ | – | 4,1 | 3 | 0,6 | – | 2,3 |
Следует отметить, что все данные о стоимости электрооборудования, приведённые в табл. 24 отнесены к ценам 1991 г. Эти цены приняты базовыми для формирования цен текущего периода. Для этого цену 1991 г. умножают на коэффициент коррекции (инфляции). Для 2004 г. этот коэффициент равнялся 30,2.
Однотрансформаторная ТП-2 населённого пункта принята закрытого исполнения, её стоимость принята для ТП с двумя вводами [6,табл.56]. Однотрансформаторная ТП-3 населённого пункта также закрытого исполнения, но с одним вводом. Стоимость ВЛ на железобетонных опорах принята для 3-го района по гололёду [6,табл.54], стоимость кабельных линий 0,38 кВ, в силу их небольшой длины, принята равной стоимости ВЛ.
В рассматриваемом населённом пункте подлежат сооружению две ТП 10/0,4 кВ. Протяженность КЛ и ВЛ 0,38 кВ от ТП-2 равна 1098 м, от ТП-3 –958 м.
1. Суммарные капитальные вложения:
2. Отчисление на амортизацию:
3.Отчисления на капитальный ремонт:
4. Затраты на обслуживание сети. Количество условных единиц:
Тогда
5. Издержки на потери энергии. Стоимость электроэнергии условно принимаем
Потери электрической энергии в сетях населённого пункта вычисленные ранее составили 19520,134 кВт∙ч. Поэтому
6. Себестоимость передачи электроэнергии по сетям 0,38 кВ. Суммарные годовые издержки:
Тогда себестоимость передачи
7. Приведённые затраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ можно рассматривать как одну из превращенных форм стоимости. Они представляют собой сумму годовых текущих затрат (себестоимости) и капитальных затрат, приведённых к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Ен, равного 0,12–0,15, т.е.
Коэффициент Ен иногда называют коэффициентом приведения или дисконтирования. Удельные приведённые затраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ равны:
